《光伏汇流设备技术规范》(申请备案稿).doc

CGC北京鉴衡认证中心认证技术规范 CGC/GF XXXX: 2013(CNCA/CTS XXXX 2013)光伏汇流设备技术规范Technical Requirements of PV Combiner Assemblies 2013-XX-XX发布2013-XX-XX实施北京鉴衡认证中心 发布目次目次I前言II1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义14 使用条件45 技术要求46 试验方法217 标志、包装、运输、贮存30附录A32附录B33附录C34附录D34前言为推动和规范我国光伏产业的发展，规范产品性能指标，促进产品产业化，适应国际贸易、技术和经济交流的需要，特制定本认证技术规范。重新组成的CNCA/CTS xxxx 2013对原CNCA/CTS 0001 2011的重大技术修改如下： 增加外壳的耐紫外线辐射（绝缘材料外壳）、可燃性等级、起吊装置，门的机械强度的要求。 增加材料的防腐蚀，耐热和耐着火性能，耐受非正常发热和着火的性能要求 增加电缆的选型要求 完善过流保护要求，分别对光伏组串和光伏子方阵的过流保护装置的选型提出要求 增加断开方式的要求 完善电涌保护器，熔断器，断路器，阻塞二极管的选型要求 增加操作和使用条件的要求 增加工频耐受电压的要求 修改环境试验要求，将“高、低温、恒定湿热试验”改为“温湿循环试验”，以更好的模拟光伏汇流设备的应用环境。本技术规范由全国能源基础与管理标准化技术委员会新能源与可再生能源分技术委员会提出。本技术规范由北京鉴衡认证中心归口。本技术规范起草单位：北京鉴衡认证中心、浙江方圆电气设备检测有限公司、北京科诺伟业科技有限公司、阳光电源股份有限公司、中国科学院太阳光伏发电系统和风力发电系统质量检测中心、合肥工业大学、北京能高自动化技术股份有限公司、北京意科通信技术有限责任公司、中水电国际投资有限公司、信息产业邮电工业产品质量监督检验中心、中国三峡新能源公司。本技术规范主要起草人：刘璇璇、张正、王哲、曹仁贤、翟永辉、苏建徽、雷杰、谭捷、管承华、施成营、刘姿。II光伏汇流设备技术规范1 范围本规范规定了光伏汇流设备的术语和定义、技术要求、试验方法、试验规则及标志、包装、运输和贮存等。本规范适用于直流电压不超过1500V的应用于光伏发电系统的光伏汇流设备。2 规范性引用文件下列文件对于本规范的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本规范。GB 7251.1-2005 低压成套开关设备和控制设备 第1部分：型式试验和部分型式试验成套设备 GB 2297-1989 太阳光伏能源系统术语GB 16895.32-2009 建筑物电气装置第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳能光伏(PV)电源的供电系统（IEC 60364-7-712，IDT）GB 18802.1 低压配电系统的电涌保护器(SPD)GB 4208-2008 外壳防护等级（IP代码）（IEC 60529，EQV）GB 4943-2001 信息技术设备的安全GB/T 191 包装储运图示标志GB/T 2423.10-2008 电工电子产品环境试验 第2部分：试验方法试验FC 振动（IEC 60068-2-6:1995，IDT）GB/T 2423.17-2008 电工电子产品环境试验 第2部分:试验方法 试验Ka:盐雾（增加）GB/T 2423.18-2000 电工电子产品环境试验 第2部分:试验 试验Kb:盐雾,交变（氯化钠溶液）（增加）GB/T 13384-2008 机电产品包装通用技术条件GB/T 17626.5-2008 电磁兼容 试验和测量技术 浪涌(冲击)抗扰度试验（IEC 61000-4-5:2005,IDT）IEC 61730-1:2004 光伏(PV)组件安全鉴定 第1部分: 结构要求IEC 61730-2:2004 光伏(PV)组件安全鉴定 第2部分: 试验要求IEC 62446:2009 并网光伏发电系统：技术资料，委托检测和验收测试的最低要求EN 61800-5-1:2007 可调速电力传动系统 第5-1部分:安全要求 电、热和能量3 术语和定义3.1光伏组串 PV string将若干光伏组件依次串接构成一组，其电压与所需要的光伏方阵的输出电压相一致。3.2光伏方阵 PV array又称光伏阵列。将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成直流发电单元。3.3光伏子方阵 PV sub-array可视作一个单元的光伏方阵的一部分。3.4光伏汇流设备 PV combiner assemblies光伏汇流设备包括光伏组串汇流箱和光伏方阵汇流柜。3.4.1 光伏组串汇流箱（简称光伏汇流箱） PV string combiner box将光伏组串连接，实现光伏组串间并联的箱体，并将必要的保护器件安装在此箱体内。 3.4.2 光伏方阵汇流柜（简称光伏汇流柜） PV array combiner box 将光伏子方阵连接，实现光伏子方阵间并联的箱体，并将必要的保护器件安装在此箱体内。注：一般大型方阵由多个光伏子方阵构成，而小型方阵由光伏组串构成不包含子方阵。3.5光伏汇流设备分类：1）根据输入路数分：如16路汇流箱。2）根据功能分类： a) 智能型；b)非智能型（无智能控制器）3）根据有无防逆流功能分： a) 防逆流型；b)无防逆流型4）根据有无防雷器分：a) 防雷型；b)无防雷型3.6短路电流（Isc） shortcircuit current在一定的温度和辐照度条件下，光伏发电器在端电压为零时的输出电流，通常用Isc来表示。B 2297-1989,定义 3.63.7光伏组件反向额定电流 PV module reverse current rating (Ir)光伏组件允许注入的不致使其发生热斑的与光电流方向相反的最大电流。注： 光伏组串中某些组件被遮挡或发生故障时，其它并联组串将向故障组串注入与光电流方向相反的电流，严重时会造成故障组件热斑。（此为解释热班形成机制）。3.8污染 pollution能够减小介电强度或绝缘的表面电阻率的任何外部物质条件，如固态、液态或气体。修改IEC60664-1 2007，定义3.113.9污染等级（环境条件的） pollution degree (of environmental conditions)根据导电的或吸湿的尘埃，电离气体或盐类和由于相对湿度及由于吸湿或凝露导致表面介电强度和/或电阻率下降事件发生的频度而对环境条件作出的分级。注1：设备或元件的绝缘材料所处的污染等级是与设备或元件所处的宏观环境的污染等级不同的，因为由外壳或内部加热提供了防止吸湿和凝露的保护。注2：本部分中的污染等级系指微观环境中的污染等级。3.10电气间隙 clearance不同电位的两个导电部件间最短的空间直线距离。3.11爬电距离 creepage distance不同电位的两个导电部件之间沿绝缘材料表面的最短距离。注： 两个绝缘材料之间的接合处亦被视为上述表面。3.12 额定电压（Un） rated voltage (Un)制造商宣称光伏汇流设备预定连接的主电路直流电压的最大标称值。光伏汇流设备的额定电压不应低于光伏系统的最大开路电压UOC 。注1： 不考虑瞬态电压。注2： 由于允许系统有容许偏差，电源电压值可以超过额定电压。注3： 最大开路电压UOC等于最低预期环境温度下的开路电压，例如：-25时，开路电压升至1.2倍VOC STC，详见附录A3.13 标准测试条件 standard test conditions（STC）任何光伏装置试验期间使用的面内辐照率（G1,ref=1 000 Wm-2）、光伏电池接合温度（25）、以及大气质量（AM=1.5）等参考值。3.14额定输出电流光伏汇流设备的的额定输出电流应取下列电流较小的值： 设备内所有并联运行的进线电路的额定电流总和； 特殊布置的设备中输出主母线能够分配的总电流。通此电流时，各部件的温升不能超过5.10.2中规定的限值。3.15 额定支路电流汇流设备中每条输入支路的最大允许电流，由设备制造商根据电路中器件的额定值及其布置和应用情况来确定（额定支路电流*支路数=额定输出电流？）3.16组件最大过电流保护等级电流 I 由IEC61730-2定义的光伏组件最大过电流等级电流注： 组件制造商也将此参数称为“最大串联电流”，即组件串联时最大可使用的熔断器的额定电流值。3.17 电压保护水平 voltage protection levev UP由于施加规定梯次的冲击电压和幅值及波形的冲击电流而在SPD两端之间呈现的最大电压。IEC61643-11,定义3.1.143.18 有效电压保护水平 voltage protection levev UP/f由于施加规定梯次的冲击电压和幅值及波形的冲击电流而在SPD两端之间呈现的最大电压与在SPD与被保护设备之间的电路环路中的电压降之和。3.19光伏组件短路电流 ISC_MOD 在标准测试条件下（STC）光伏组件或光伏组串的短路电流，由制造商提供。注： 光伏组串是多个光伏组件串联而成，所以光伏组串的短路电流等于ISC_MOD3.20光伏子方阵短路电流 ISC S-ARRAY 在标准测试条件下（STC）光伏子方阵的短路电流： ISC S-ARRAY= ISC_MODSSA注： SSA并联至光伏子方阵的光伏组串的数量3.21光伏方阵短路电流 ISC ARRAY 在标准测试条件下（STC）光伏方阵的短路电流： ISC ARRAY= ISC_MODSA注： SA并联至光伏方阵的光伏组串的数量3.22 光伏用最大持续运行电压 maximum continuous operating voltage for pv opplication UCPV可持续施加在光伏系统专用SPD保护模式的最大直流电压。EN50539-11,定义3.1.113.23电涌保护器的分类 SPD classification应用于低压配电系统（含交流和直流）的电涌保护器，按实验类型可分为级试验，级试验和级试验的产品，可用T1，T2和T3表示。用于电子系统和信号网络的电涌保护器按试验类型可分为A类（A1A2）,B类（B1B3），C类（C1C3）和D类（D1D2）。3.24保护模式 mode of protection低压配电系统中电涌保护器在交流系统中可连接在相对相、相对地、相对中性线、中性线对地及其组合；在直流系统中可连接在正极对地、负极对地、正极对负极及其组合；在电子系统中可连接在线对线、线对地及其组合。注： 改写GB50057-2010,定义 2.0.30。4 使用条件4.1 正常使用条件a) 使用环境温度：-25+55（无阳光直射）；相对湿度95%，无凝露；b) 符合GB 7251.1中6.1.2.3中污染等级3的规定；c) 海拔高度2000m；d) 无剧烈震动冲击, 垂直倾斜度5；e) 空气中应不含有腐蚀性及爆炸性微粒和气体；f) -40+70的环境温度下存储运输。注： 对于在更高海拔处使用的设备，需要考虑介电强度的降低、器件的相关性能以及空气冷却效果的减弱。由制造商与使用单位协商按相关技术要求执行。4.2 特殊使用条件如果汇流箱在异于4.1规定的条件下使用，用户应在订货时提出，并与制造厂商或供货商取得协议。5 技术要求5.1 结构5.1.1 总则光伏汇流设备结构和机柜本身的制造质量、主电路连接、二次线及电气元件安装等应符合下列要求：a） 油漆或电镀应牢固，平整，无剥落，锈蚀及裂痕；b） 机架组装有关零部件均应符合各自的技术要，零部件的选型及数量符合设计要求；c） 汇流设备元器件布局合理，电气间隙与爬电距离符合规定要求，汇流排（裸的或绝缘的）的布置应使其不会发生内部短路。d） 机架面板应平整，文字和符号要求清楚、整齐、规范、正确；e） 标牌、标志、标记应完整清晰；f） 各种开关应便于操作，灵活可靠；5.1.2 汇流设备的壳体汇流设备的外壳厚度至少为2mm，覆板厚度至少为1.5mm。 5.1.2.1 外壳防护等级应符合GB 4208-2008的规定，户内型不低于IP20,户外型不低于IP54。使用钥匙或工具，也就是说只有靠器械的帮助才能打开门、盖板或解除联锁。制造商应提供安装方式及安装角度的说明拟用于高湿度和温度变化范围较大场所的封闭式设备，应采取适当的措施（通风和/或内部加热、排水孔等）以防止成套设备内产生有害的凝露。但同时应保持规定的防护等级。5.1.2.2 耐紫外线辐射对于户外使用的由绝缘材料制成的壳体和壳体部件，应按照6.3.2进行耐紫外线辐射验证。5.1.2.3 可燃性等级由绝缘材料制成的壳体和壳体部件，应依据GB/T 5169中可燃性等级5-V的规定对壳体进行实验，对于试验的评价，则应按照可燃等级5-VB中的规定执行。5.1.2.4 冲击汇流箱应当具有足够的机械强度，当承受在正常使用时可能遇到的冲击和碰撞是不得引起危险。元器件应当可靠地固定且电气连接应当是牢固的。5.1.2.5 起吊装置如需要光伏汇流设备应配备起吊装置。按照6.3.5的试验进行检查。对于壁挂式成套设备，其支撑件也应按照6.3.5的试验进行检查。5.1.2.6 门的机械强度的验证本试验适用于外壳的垂直面上带有铰接门，且门宽大于350mm的光伏汇流设备。进行此试验时门要完全打开，并与阻挡机构接触。试验时应向门的上边缘距铰接边300mm处施加50N的负荷，持续3S。除非门被设计成在维修或操作时不需要借助工具就能从铰链上拆下，则应重复此试验并将负荷增加至450N。如Error! Reference source not found.：图1 门的机械强度验证试验图解施加50N的负荷后，门的铰接无脱落，而且门，铰链，和闭锁装置的功能没被损坏，则认为试验通过。施加了450N负荷后，门重新关闭后，不影响壳体的防护等级，则认为通过了此试验。如果后期铰接脱落，若不使用工具即可将其恢复原位，则不视为试验失败。5.1.3 材料5.1.3.1 防腐蚀为了确保防腐蚀，成套设备应采用合适的材料或在裸露的表面涂上防护层，同时还要考虑正常使用及维修条件。依据6.4.1进行此要求的验证。5.1.3.2 绝缘材料的耐热和耐着火性能5.1.3.3 总则绝缘材料的部件由于电气的影响而暴露在热应力下且由于部件的老化而使成套设备的安全性受到损害，因而绝缘材料的部件不应受到正常（使用）发热，非正常发热或着火的有害影响。如果一个典型截面的相同材料的部件已满足了5.1.3.2.2和或5.1.3.2.3的要求，则不需要再重复进行那些各自的试验。所有以前按照各自规范已经经过试验的部件也同样可以不再重复进行试验。5.1.3.3.1 绝缘材料耐热性能的验证原始制造商应表明或是参考绝缘温度指标（例如按IEC 60216的方法确定）或是按照IEC 60085的规定。如果没有此数据，则应进行6.4.2.1试验，以验证绝缘材料的耐热性能。5.1.3.3.2 由于内部电气的影响，绝缘材料耐受非正常发热和着火的性能用来固定载流部件的绝缘材料部件应就位，由于电气的影响使部件暴露在热应力下，且由于部件的老化而使成套设备的安全性受到损害，因而绝缘材料部件不应承受非正常发热和着火的有害影响并且应用6.4.2.2的灼热丝试验进行验证。在进行本试验时，保护导体（PE）不作为载流部件考虑。对于小的部件（表面积尺寸不超过14mm14mm）,可采用替代的试验方法（例如：按照IEC 60695-11-5的针焰试验）。同样的程序可适用于部件的金属材料大于绝缘材料的情况。原始制造商可以提供来自绝缘材料供货商的关于绝缘材料适用性的数据以证明符合这些要求。以上要求不适用于有更高要求的元器件，如断路器5.1.4 电气间隙和爬电距离电气间隙和爬电距离应不小于表 1的规定值。如果通过使用附加外壳、端子罩、绝缘隔板或等效措施来实现端子间的爬电距离，这些部件应使用工具才能移除。表 1电气间隙和爬电距离额定直流电压N(V)最小电气间隙(mm)最小爬电距离(mm)N250610250N690816690N100014255.1.5 内部电路和连接5.1.5.1 电缆5.1.5.1.1 电缆选型直流汇流设备内部使用的电缆应： 符合直流要求； 电压等级满足方阵最大电压要求； 符合使用温度要求，应符合高于环境温度40的使用要求，90，125； 如使用在暴露环境下，应使用防紫外电缆或者采取其他防护手段避免紫外线； 防水； 暴露在盐雾环境下，应使用镀锡铜，多股导线以减少腐蚀； 选用加强绝缘或双重绝缘电缆，也可以通过加强电缆保护来满足要求，见Error! Reference source not found. 电缆阻燃性满足GB/T 18380.12-2008的要求。图2a单个或多个端子，每个端子都应有绝缘层及护套层图2b单芯电缆-安装在合适的套管或线槽中图2c金属铠装电缆（一般仅适用于作为主dc电缆）图2 加强或双重绝缘电缆示例5.1.5.1.2 电缆线径电缆截面积应取过电流保护装置（如有）额定电流、线路最小额定电流（见表 2）、电压跌落及预期故障电流四项要求中最大线径要求。光伏线路的载流量根据表 2计算，电缆本身的载流能力根据IEC60287系列要求计算或依据制造商规定执行。电缆安装地点、安装方式等影响因素依据GB16895要求确定。注： 根据光伏组件种类不同，光伏组件的ISC MOD可能在运行的前一周或一个月内高于额定值，也可能随着运行时间的增加而增加。选择线径时需根据光伏组件种类不同将ISC MOD变化考虑在内。表 2 线路最小额定电流参考电流保护选择线径及其他电缆参数的最小电流a b光伏串无过电流保护最近的过电流保护装置额定保护电流In+1.25*ISC MOD*(SPO 1)其中：SPO是最近的过电流保护装置下的光伏串并联数量注：表1 最近的过电流保护装置可能是子阵列过电流保护或者阵列过电流保护装置。表2 如没有过电流保护装置SPO为阵列中所有并联光伏串的数量，此时公式中In为0。有过电流保护光伏串过电流保护装置额定保护电流In（见条款6.3）光伏子方阵无过电流保护下列电流中的较大者：注： 光伏阵列过电流保护装置额定保护电流In+1.25*其他子阵列短路电流之和；注： 1.25*ISC S-ARRAY (子阵列自身)注：光伏阵列无过电流保护，则公式中In为0。有过电流保护光伏子阵列过电流保护装置额定保护电流In（见条款6.3）光伏方阵无过电流保护1.25*ISC ARRAY；有过电流保护光伏子阵列过电流保护装置额定保护电流In（见条款6.3）a 与光伏组件连接的电缆的工作温度会明显高于环境温度，与光伏组件连接或接触的电缆的最小工作温度应为环境温度+40。b 应根据电缆厂家提供的参数考虑安装环境及安装方法（如封装、夹具安装、埋地等）等因素。当逆变器或其他变流装备在故障状态下可能产生反馈电流时，设计电缆时应将反馈电流的电流值与表 2中的电缆额定电流值相加。5.1.5.2 铜及铜合金母排直流汇流设备中应采用铜或铜合金母排，母排表面应进行钝化或防腐处理（如表面镀锡或银）。5.1.5.3 端子端子应能与外接导线进行连接(如采用螺钉、连接件等)，并保证维持适合于电器元件和电路的电流额定值和短路强度所需要的接触压力。端子应符合如下要求： 符合直流使用要求； 符合最大电压要求； 端子应能适用于随额定电流而选定的铜导线从最小至最大的截面积； 符合二类保护等级要求 若无其他规定，对端子的标识应依据标准GB/T 4026, 其标志应清楚和永久地识别。5.1.5.4 电缆的安装 连接两个端子之间的导线不应有中间接头。例如绞接或焊接。 只带有基本绝缘的导线应防止与不同电位的裸带电部件接触。 应防止导线与带有尖角的边缘接触。 在覆板或门上连接电器元件和测量仪器的导线的安装，应使这些覆板和门的移动不会对导线产生机械损伤。 在成套设备中对电器元件进行焊接连接时，只有在电器元件和指定类型的导线适合此类型的连接，才是允许的。 通常，一个端子上只能连接一根导线，只有在端子是为此用途而设计的情况下才允许将两根或多根导线连接到一个端子上。进出汇流装置的电缆，在安装时应保持箱体IP等级不变，且需安装防拉拽装置。（如使用密封连接头）5.1.5.5 连接方法可使用焊接、压接式、压入式、钎焊或类似的连接方法。如果使用该方法，不能只通过焊接、压接式连接方法装配或固定电缆，除非能在结构上保证5.1.4要求的电气间隙和爬电距离不会因为电缆在焊点处脱落，或从压接或压入位置拖出而减少。如果生产商没有其他规定，螺钉夹紧件应根据表 3中给出的扭矩要求，按照GB 17464的规定进行。表 3 夹紧螺钉的扭矩要求螺纹公称直径mm金属及非金属扭矩NmIIIIIIIV2.80.200.400.400.702.8且3.00.250.500.500.903.0且3.20.300.600.601.103.2且3.60.400.800.801.403.6且4.10.701.201.201.804.1且4.70.801.801.802.304.7且5.30.802.002.004.005.3且6.01.202.503.004.406.0且8.02.503.506.004.708.03.00a4.0010.005.00a 或根据生产商规定第I列适用于螺钉拧紧时，不露出孔外的无头螺钉和其他不能用刀口宽于螺钉直径的螺丝刀拧紧的螺钉。第II列适用于用螺丝刀拧紧的其他螺钉第III列适用于除螺丝刀之外的工具来拧紧的螺钉和螺母。第IV列适用于通过十字形螺丝刀紧固的螺钉5.2 过流保护5.2.1 过流保护的要求过电流保护装置需依据5.2.1至5.2.6及制造商的要求进行选取。 所有过电流保护装置，须在1.35倍标称额定电流，两个小时内保护动作，断开电路。5.2.2 光伏组串的过电流保护要求当(SA -1) x ISC_MOD ) IMOD_MAX_OCPR时，必须为光伏组串提供过电流保护。注1： SA为并联到光伏方阵的光伏组串总数目注2： 当使用直流断路器作为过电流保护装置时，其断开方式应保证隔离输入电源与负载。注3： 当采用熔断器作为过流保护装置时，熔断体必须满足IEC60269-6的要求（gPV型）5.2.3 光伏子方阵的过电流保护当超过两个光伏子方阵连接到同一电能转换装置（PCE），必须为光伏子方阵提供过电流保护。5.2.4 过电流保护装置的选型5.2.4.1 光伏组串过电流保护装置光伏组串过电流保护装置的标称额定电流（In）应满足如下要求：1） 当每一个光伏组串都装有过电流保护器件时，过电流保护器件的标称额定电流In应满足: 1.5 x ISC_MODIn2.4 x ISC_MOD且InIMOD_MAX_OCPR。2） 当IMOD_MAX_OCPR4ISC_MOD时，允许多个光伏组串共用一个过流保护器件，其标称额定电In应满足: 1.5 x SG x ISC_MODIn InIMOD_MAX_OCPR- (SG -1) x ISC_MOD). 注1： 当使用电路开关作为过电流保护器件时，其断开方式应满足5.3的要求。注2： 某些光伏组件在其工作前几周或前几个月，ISC_MOD会大于标称值。在确定过电流保护器件额定值及电缆规格时，需考虑这点。5.2.4.2 光伏子方阵过电流保护装置光伏子方阵过电流保护装置的标称额定电流（In）应满足如下要求：1.25 ISC S-ARRAYIn 2.4 ISC S-ARRAY注： 此处用1.25代替1.4倍，是为了增加设计的灵活性。但必须注意在高辐射地区，若选用较低倍数会引起过电流保护装置的频繁动作。5.2.5 过电流保护装置的安装位置光伏组串，光伏子方阵所需的过流保护装置应安装在如下位置：光伏组串的过流保护装置应安装于组串与光伏子方阵或者方阵电缆连接处（见Error! Reference source not found.和图 1）光伏子方阵的过流保护装置应安装于光伏子方阵与方阵电缆连接处。（见图 1）注： 安装于电缆末端的过流保护装置（远离光伏组串，光伏子方阵），其主要作用是保护系统和配线免受光伏方阵或其他电源（如蓄电池）的故障电流的影响。在功能接地的系统中，组串和子方阵电缆的过流保护装置应安装在非接地极上（即所有电路均不能直接接至功能接地极）。图3 多串并联电气图图 1光伏子阵列、多串并联情况下的光伏系统电气图注： Error! Reference source not found.、图 1中，虚线表示的元器件为非必要器件。5.3 断开方式5.3.1 一般要求光伏方阵中需要根据表 4的要求安装断开装置以隔离光伏方阵与逆变器，并保证维修巡检的安全。表 4光伏方阵中断开方式的要求光伏方阵电压电路断开方式要求DVC-A组串电缆断开器件a推荐a子方阵电缆断开器件要求方阵电缆隔离开关b要求DVC-B和DVC-c组串电缆断开器件推荐子方阵电缆隔离开关b要求方阵电缆隔离开关b要求a 安全插头插座连接器（触摸安全），可更换熔丝或隔离器可认为是合适的断开器件。b 隔离开关可以提供隔离功能，且只需要一个隔离开关即可5.3.2 安装 所有不直接接地的导体均需要根据表7要求安装断开器件； 用作过电流保护的断路器也可以提供带负载断开的功能； 其他符合5.3.2.1要求的断开隔离器件可作为一种断开装置； 用作过电流保护的熔断器系统，如果使用可移除的熔丝（最好具有断开装置）可被认为是一种无负载断开装置。 过流保护装置及带负载断开装置应安装在电缆距光伏组件最远端 若要求断开装置具有带负荷开断能力，则所有极都应具备此能力，且所有极是联动的 当使用较长电缆接入建筑物时，需要加装额外的直流隔离开关，一般安装在电缆进入建筑物端；当光伏子方阵的断开器件接近逆变器两米之内时（此时不需要安装光伏方阵电缆），若逆变器中未安装负荷开关，则光伏子方阵的断开器件必须具备带负荷开断的能力。当采用多个断开装置隔离逆变器时，需满足以下要求： 必须是联动的，以保证能同时动作； 必须安装在一个共同位置，并贴有警告标识：所有开关断开才能保证设备断电5.4 元器件5.4.1 电涌保护器（SPD）的选择和安装由于光伏系统I/V特性的特殊性，只有明确为光伏系统直流侧使用设计的电涌保护器可以被采用。5.4.1.1 地面光伏（PV）的选择和安装地面光伏（PV）发电系统中应选用级分类实验的SPD，即T2SPD。SPD可安装在正极与等电位连接带、负极与等电位连接带、正极与负极之间。每一保护模式的标称放电电流值In不应小于12.5KA的要求。SPD的电压保护水平Up不应大于表 5的要求。表 5地面光伏（PV）发电系统中电压保护水平Up的选择汇流箱额定直流电压Un（V）电压保护水平Up（kV）Un601.160Un2501.5250Un4002.5400Un6903.0690Un10004.0 SPD的有效电压保护水平Up/f不应大于设备耐冲击电压额定值的0.8倍。有效电压保护水平的计算方法参见附录B。SPD的最大持续运行电压UCPV不应小于PV设备标准测试条件下的开路电压UOC STC的1.2倍。UCPV的的选择要考虑每种保护模式（+/-,+/earth, -/earth）。5.4.1.2 光伏建筑一体化的光伏（PV）汇流设备中SPD的选择光伏建筑一体化的光伏（PV）发电系统中应选用级分类试验的SPD，即T1SPD。SPD可安装在正极与等电位连接带、负极与等电位连接带、正极与负极之间。每一保护模式的冲击电流值Iimp不应小于表 6中的要求。表 6光伏建筑一体化的光伏（PV）发电系统直流侧Iimp的选择光伏阵列不接地接地额外的接地线路是否是否雷电保护等级(LPL)LPL 的最大电流 (10/350)2 套(set)SPDs (参见 4.6.2.1)每端子的电流 单位：kA1或未知200kA12.52525502150kA9.37518.7518.7537.53或4100kA6.2512.512.525SPD的电压保护水平Up不应大于表 5的要求。SPD的最大持续运行电压UCPV不应小于光伏（PV）设备标准测试条件下的开路电压UOC STC的1.2倍。UCPV的的选择要考虑每种保护模式（+/-,+/earth, -/earth）。5.4.1.3 SPD的安装当光伏组件到逆变器间的距离E大于10 m, 则须两个浪涌保护器以保护光伏组件和逆变器 (图 2)。两个浪涌保护器一个在光伏组件的前面，一个在逆变器的前面。当光伏组件到逆变器间的距离E小于等于10 m，一个浪涌保护器就足够了。注： 通常情况下，光伏组件的冲击承受电压(impulse withstand) UW (PV modules) 高于逆变器的冲击承受电压UW (Inverter) ，在这种情况下，推荐靠近逆变器安装浪涌保护器。 当光伏方阵汇流箱与光伏组串汇流箱之间的线路长度大于10m时，宜在光伏方阵汇流箱上安装第二级SPD。第二级SPD可选用T2SPD，In不应小于5kA，Up/f应小于0.8UW，UCPV应不小于1.2UOC STC。图 2光伏装置直流侧过电压保护的例子5.4.1.4 SPD的连接SPD可按电流支路的形式，如I、V、Y、L、等形式安装，参见附录C。SPD两端连接的材料和最小截面应符合表 7的要求。表 7SPD两端连接的材料和最小截面等电位连接部件材料截面（mm2）连接SPD的导体电气系统级试验的SPD铜6级试验的SPD2.5级试验的SPD1.5电子系统D1类SPD1.2注： 连接单台或多台级分类试验或D1类的SPD的单根导体的最小截面面积的计算方法，应符合现行国家标准建筑物防雷设计规范GB50057中第5.1.2条的规定。5.4.1.5 SPD的过载保护特性电涌保护器的短路耐受电流：ISCWPV Isc（汇流设备的短路总电流），以确保电涌保护器失效后可以脱离开主电路。5.4.1.6 维护电涌保护器可能由于异常的高雷击电流或反复的电涌冲击超负荷而失效，因此电涌保护器应具有脱离器和故障指示，光伏汇流设备的监控和控制系统中应包含SPD工作状态。电涌保护器应安装在易于检查的位置。应制定维护计划对电涌保护器进行定期检查或替换。5.4.2 直流断路器与直流隔离开关5.4.2.1 直流断路器用作过电流保护的断路器，应满足如下要求： 额定电压大于等于光伏汇流设备的额定电压（注：铭牌上需标明直流额定电压）； 额定电流满足5.2过电流保护的要求。 极限分断能力（直流）：10kA 无极性的（光伏方阵中的故障电流会造成电流反方向，此时断路器应能正常动作） 直流断路器若采用的多断点串联型式，各触头在结构设计上应保证同步接触与分断。 直流断路器在电路中起过载、短路保护功能，并具有隔离的功能。5.4.2.2 直流隔离开关直流隔离开关应满足如下要求： 符合GB14048.3，使用类别至少为DC-21，且满足光伏系统使用要求 额定电压大于等于光伏汇流设备的额定电压（注：铭牌上需标明直流额定电压）； 额定电流大于等于与之配套使用的过流保护装置的额定电流，若无过流保护装置，则额定电流应大于等于表6要求的线路的最小额定电流。 若采用的多断点串联型式，各触头在结构设计上应保证同步接触与分断。 应具有独立的手动带负荷操作能力，并具有隔离的功能。5.4.2.3 直流断路器及直流隔离开关的安装 开关器件在布线时，导线的截面积不应低于应依据制造商或GB 14048.1中表9和表10的要求（导线截面积选型偏小，会造成线路过载发热，热传导效应会导致断路器过载跳闸）。 开关器件安装时，出弧口前端应按制造商要求至少留有飞弧距离的空间，且此空间内不允许安装其它元件。 应按制造商的要求加装相间隔板5.4.3 熔断器5.4.3.1 熔断体熔断体应满足如下要求： 直流专用 额定电压大于等于光伏汇流设备的额定工作电压； 额定电流满足5.2过电流保护的要求。 短路及过载电流保护类型满足IEC60269-6太阳能光伏系统保护用熔断体的要求（即gPV型） 额定分断能力（直流）：10kA， 5.4.3.2 熔断器支持件 满足GB13539.1相关要求； 额定电压大于等于相匹配的熔丝的额定电压； 额定电流大于等于相匹配的熔丝的额定电流 峰值耐受电流大于相匹配的熔丝的额定分断能力，且10kA。5.4.3.3 熔断器的标注若使用保险丝座，熔断器厂家或汇流设备厂家应在显著位置处标注“禁止带负载开合、连接、断开”，标注应靠近熔断器或熔断器座。带负载操作会产生电弧，损坏熔断器。注： 若熔断器前端电路未断开，而只断开其后端电路，由于光伏组串间电压存在差异，此时更换熔丝仍存在产生电弧的风险。建议在夜间光伏组件不工作时更换熔丝。 若使用保险丝夹，则汇流设备厂家应在保险丝夹安装底板显著位置处标注“禁止白天更换熔丝”及当心触电的警告标示。5.4.4 阻塞二极管 阻塞二极管是用来阻止光伏方阵产生的反向电流。注： 由于二极管的失效模式是短路状态，所以用二极管代替过电流保护装置是不可靠的。 在含有蓄电池的光伏系统中建议安装可以阻止反向电流的器件，以防止夜间蓄电池向光伏方阵反灌电流。多种方案可以用来完成此功能，如阻塞二极管。 如果使用阻塞二极管则应满足如下要求：额定电压大于等于2倍光伏汇流设备的额定电压额定电流IMAX至少是1.4倍被保护电路在标准测试条件下的短路电流（STC），如：1.4ISC MOD（光伏组串）1.4ISC S-ARRAY（光伏子方阵）1.4ISC ARRAY（光伏方阵）根据制造商要求进行安装，联结导体不采用裸露导体。注： 由于积雪或其他因素导致的光反射会导致光伏组件的短路电流变大，选择IMAX时系数要大于1.4。此外，IMAX的选择也要考虑气候因素。二极管的作用详见附录D5.4.5 开关位置的指示和操作方向应清晰的标识组件和器件的操作位置，如果操作方向不符合IEC 60447，则应清晰的标识操作方向。5.4.6 指示灯和按钮除非有相关产品标准的特殊规定，否则指示灯和按钮的颜色应符合IEC 60073。5.5 监控模块5.5.1 监控及通讯智能型光伏汇流设备应选配本地通讯接口，实现远程通讯，并至少监控以下内容： 每条输入支路的工作电流 汇流设备内所有电涌保护器的工作状态5.5.2 测量精度光伏汇流设备在其工作温度范围内，满足直流侧电参数的测量精度：1.5%5.6 直接接触的防护要求应符合足GB7251.1中7.4.2的要求。5.7 接地要求除非电路中电压有效值小于25VAC或60VDC或可接触导电部件与带电部件采用双重/加强绝缘隔开的情况，光伏汇流设备中可接触的导电部件都要接到接地端子上。接地电路中的任何一点到接地端子之间的电阻应不超过0.02。保护地导线的电气连接应采用下列连接方法：（1） 通过金属直接接触连接；（2） 通过其他安装固定的可接触导电部件连接；（3） 通过专门的保护接地导线连接；（4） 通过汇流箱中的其他金属零部件连接。保护地电路中不应包含开关器件、过流保护器件和电流检测器件。接地标志用黄绿色表示，在接地端子处用表示，在外接电缆的端子处标示PE。接地保护电路的阻抗应足够低，使得在汇流箱正常工作状态下，可接触导电部件与接地导线的接地点之间的电压不超过5VAC或12VDC。若接地导线和相导线所用材料一致，接地导线的截面积按照表 8选取。否则，在提供机械防护的情况下，接地导线的截面积应不小于2.5mm2 ；无机械防护时，应不小于4mm2。表 8接地导线的截面积导线的截面积S（mm2）接地导线的截面积（mm2）S16S16S351635SS/25.8 操作和使用条件5.8.1 对被授权人员在接近的要求若光伏汇流设备只允许被授权人员接近，则应满足GB7251.1中7.4.6的要求。维护时可接近性的要求补充如下：在相邻的功能单元或功能组仍带电的情况下，对成套设备中已断开的功能单元或功能组按照成套设备制造商与用户的协议进行维修时，应采取必要的措施。措施的选择取决于使用条件、维修频次、被授权人员的能力、现场安装规则等等。这些措施可以包括： 在需维修的功能单元或功能组与相邻的功能单元或功能组之间应留有足够大的空间。推荐在维修当中可能移动的部件，最好装有夹持固定设施； 使用挡板或特制并布置的屏障防止直接接触设备邻近的功能单元或功能组； 使用端子防护罩； 对每个功能单元或功能组使用隔室； 插入成套设备制造商提供或规定的附加保护器具。5.8.2 对普通人员接近的要求 若光伏汇流设备允许普通人员操作器件或更换组件，则需满足： 当操作器件或更换组件时，应保持防止与任何带电部件的接触； 所有可接近的表面的防护等级按照IEC60529至少为IP2XC； 对内装设备，相应的产品标准中给出的防护等级应适用； 连接完好的情况下进行防护等级的验证； 在所有的设备都按照制造商的说明安装就位并按正常使用连接完好的情况下进行防护等级的验证； 在某些灯或保险丝更换期间，允许开口大于风戽等级IPXXC.5.9 介电性能5.9.1 绝缘电阻在电路与裸露导电部件之间，每条电路对地标称电压的绝缘电阻应不小于1000/V。5.9.2 介电强度 成套设备的每条电路都应能承受： 暂时过电压 瞬态过电压5.9.2.1 工频耐受电压用施加工频耐受电压的方法验证成套设备承受暂时过电压的能力及固体绝缘的完整性； 成套设备的电路应能承受应符合表 9和表 10规定的工频耐受电压。成套设备任何电路的额定绝缘电压应等于或高于其最大工作电压。表 9主电路的工频耐受电压值额定绝缘电压Ui（线-线 交流或直流）V介电试验电压交流有效值V介电试验电压b直流V Ui 6060 Ui 300300 Ui 690690 Ui 800800 Ui 10001000 Ui 1500a10001500189020002200-141521202670283031103820a 仅指直流。b 试验电压是根据IEC60664-1中4.1.2.3.1第3节。表 10辅助电路和控制电路的工频耐受电压值额定绝缘电压Ui（线-线）V介电试验电压交流有效值VUi 1225012 Ui 60500 60 Ui见表85.9.2.2 冲击耐受电压 用